de.wedoany.com-Bericht: Obwohl die globalen Uranressourcen die langfristige Nachfrage decken können, bestehen auf der Angebotsseite weiterhin Engpässe bei Abbau und Verarbeitung. Eine Kapazitätsausweitung erfordert flexiblere kleine und mittlere Explorationsunternehmen, während geopolitische Faktoren die stark konzentrierte Kernbrennstoffkette stören. Die Uranumwandlung wird hauptsächlich von Rosatom (Russland), Orano (Frankreich) sowie der britisch-niederländisch-deutschen Joint Venture Urenco und ihrer US-Tochter kontrolliert.
Derzeit ist die Primärproduktion aus Minen, Konversions- und Anreicherungsanlagen weltweit die Hauptversorgungsquelle für Kernreaktoren. Da bestehende Lagerstätten Mitte des nächsten Jahrzehnts erschöpft sein werden, wird der Bedarf an neuem Uranangebot voraussichtlich dringlicher. Die World Nuclear Association teilte Stockhead mit, dass die Urannachfrage der Reaktoren im Jahr 2025 nach aktuellen politischen Vorgaben auf 68.920 Tonnen geschätzt wird und bis 2040 auf über 150.000 Tonnen steigen soll. In einem optimistischeren Szenario, da mehr Länder Kernenergie in ihre künftige Energiestruktur aufnehmen, könnte diese Zahl bis 2040 sogar 204.000 Tonnen übersteigen.
Auf politischer Ebene hob das schwedische Parlament im Januar das Verbot des Uranabbaus auf und vereinfachte die Genehmigungsverfahren für Abbau und Verarbeitung. Die Regelung tritt Mitte Juli in Kraft; dann wird Uranabbau nicht mehr als kerntechnische Anlage eingestuft, sondern anderen Metall- und Mineralienabbauverfahren gleichgestellt. Diese Änderung ist ein positives Signal für die Häggån-Lagerstätte von Aura Energy (ASX:AEE), die über 800 Millionen Pfund Uran verfügt – eine der größten unerschlossenen Uranressourcen weltweit. Der Schwedische Geologische Dienst hat Häggån als national bedeutende Lagerstätte eingestuft. Zudem unterzeichnete Aura Energy eine Absichtserklärung (MoU) mit einem internationalen Kernkraftunternehmen, um die endgültige Investitionsentscheidung für das Tiris-Uranprojekt voranzutreiben. Das Projekt liegt in Mauretanien; die Vereinbarung umfasst potenzielle Investitionen, Uranabnahme und technische Zusammenarbeit und bietet einen Weg zu einem finanziell gut ausgestatteten strategischen Partner. In anderen Regionen hat Atomic Eagle (ASX:AEU) die umwelt- und sozialverträglichen Hürden für das Muntanga-Uranprojekt in Sambia ausgeräumt. QX Resources (ASX:QXR) besitzt das flachgründige Madaba-Uranprojekt im Luwegu-Becken in Tansania. Alligator Energy (ASX:AGE) steigerte nach der ersten Ressourcenschätzung der Plumbush-Lagerstätte die Uranressourcen des Samphire-Projekts in Südaustralien um 67 % auf 30 Millionen Pfund U3O8.
Kanada hat eine neue Kernenergiestrategie gestartet, die die Schlüsselrolle der Kernenergie für die nationale Zukunft betont. Die Regierung plant, auf bestehenden Grundlagen aufzubauen, darunter souveräne Reaktortechnologie, weltklasse Uranlagerstätten in Saskatchewan sowie Arbeitskräfte und Lieferketten im Nuklearbereich. Energieminister Tim Hodgson erklärte, Kanada treibe den Kernkraftausbau in einem Tempo voran, das seit Generationen nicht mehr gesehen wurde. Mehrere australisch unterstützte Explorationsunternehmen, darunter Terra Critical Minerals (ASX:T92), Infini Resources (ASX:I88) und Cosa Resources (CSE:COSA), sind bereits in Kanada tätig. Paladin Energy (ASX:PDN), bekannt für die Langer-Heinrich-Uranmine in Namibia, entdeckte bei den Winterbohrungen 2026 im Patterson Lake South in Saskatchewan die hochgradige Lagerstätte Atlas. Anfang dieses Jahres genehmigte Kanada die erste kommerzielle In-situ-Rückgewinnungs-Uranmine Phoenix, Teil des von Denison Mines (TSX:DML) betriebenen Wheeler-River-Projekts. Der Bau begann im März, die erste kommerzielle Produktion ist für Mitte 2028 geplant. Denison-Präsident und CEO David Cates bezeichnete dies als die erste neue große Uranmine in Kanada seit über zwanzig Jahren.
In den USA macht Kernenergie etwa ein Fünftel der Stromerzeugung aus; die Regierung strebt eine Vervierfachung der Kernkraftkapazität bis 2050 an. US-Staatssekretär Thomas DiNanno betonte, ohne Kernenergie könne die Welt weder die Industrie mit Strom versorgen, noch den KI-Bedarf decken oder die Energiezukunft sichern. Mit dem Importverb für russische Produkte ab 2024 beschleunigen sich heimische Produktion und Exploration. Im November 2025 wurde Uran offiziell wieder in die kritische Mineralien-Liste des US Geological Survey (USGS) aufgenommen; damals kam Bor hinzu, das in Steuerstäben zur Stabilisierung von Reaktorkernen verwendet wird. Allerdings gibt es in den USA keine kommerzielle Anlage zur Anreicherung von hochreinem, niedrig angereichertem Uran – dem Brennstoff, den fortschrittliche kleine modulare Reaktoren (SMRs) benötigen. Obwohl die USA der weltweit größte Uranverbraucher sind, deckt die heimische Produktion weniger als 1 % des kommerziellen Bedarfs. Peninsula Energy (ASX:PEN) arbeitet daran, die kommerzielle Produktion des Lance-Uranprojekts in Wyoming wieder aufzunehmen. Das Projekt verfügt über JORC-konforme Ressourcen: 20.700 Tonnen Uran mit einem Gehalt von 0,04 %, darunter 6.080 Tonnen Uran in den Kategorien gemessen und angezeigt. American Uranium (ASX:AMU) treibt die Scoping-Studie und Ressourcenerhöhung für das Lo-Herma-Projekt in Wyoming voran, die noch in diesem Jahr abgeschlossen werden soll. Laramide Resources (ASX:LAM), an der Boss Energy (ASX:BOE) beteiligt ist, besitzt In-situ-Rückgewinnungs- (ISR) und Hartgesteinsvorkommen in Utah und New Mexico. Anson Resources (ASX:ASN) setzt Hoffnungen auf das Yellow-Cat-Projekt in Utah; Gesteinsprobenanalysen ergaben Urangehalte von bis zu 10,33 % und Vanadiumgehalte von bis zu 25,6 %.
Preissignale zufolge fiel der Uranpreis nach dem Fukushima-Unfall 2011 um über 70 % und stabilisierte sich 2016–2017 bei etwa 20 USD pro Pfund. Mit auslaufenden Verträgen stellten viele Produzenten den Betrieb ein oder schränkten ihn ein. Doch die Aussichten haben sich rasch geändert. Laut Trading Economics lagen US-Uran-Futures nach einem Anstieg auf über 100 USD pro Pfund im Januar im Juni bei etwa 85 USD pro Pfund. Die World Nuclear Association weist darauf hin, dass die Uranproduktion auf günstigere Marktsignale reagiert, darunter Wiederinbetriebnahmen, Laufzeitverlängerungen und höhere Explorationsausgaben. Große Produzenten wie Cameco aus Kanada verlangen in Lieferverträgen einen Mindestpreis von 90 USD pro Pfund und einen Höchstpreis von 160 USD pro Pfund. Der historische Höchststand für Spot-Uran lag im Mai 2007 bei 148 USD pro Pfund.
Trotz Angebotsherausforderungen ist die Nachfrageperspektive gesichert. Die Kernenergie erlebt eine beschleunigte Renaissance. Laut Internationaler Energieagentur (IEA) verzeichnen über 40 Länder Investitionswachstum, technologische Fortschritte und unterstützende politische Maßnahmen. Der aktuelle Global Energy Review zeigt, dass die Kapazität im Bau befindlicher Kernreaktoren auf einem der höchsten Niveaus der letzten 30 Jahre liegt. Ende 2025 betrug die weltweite Kernkraftkapazität 420 Gigawatt (GW), mit Reaktoren in über 30 Ländern. 2025 begann der Bau von zehn Reaktoren – neun in China, einer in Russland – mit einer Gesamtkapazität von 12,2 GW. Die Hälfte der weltweit im Bau befindlichen Kapazität entfällt auf China, dessen Gesamtinstallationskapazität bis etwa 2030 100 GW erreichen soll. Auch Japan treibt die Wiederinbetriebnahme von Reaktoren voran, um die Abhängigkeit von importiertem Erdgas zu verringern und den Strombedarf von Rechenzentren zu decken; bis 2040 soll Kernenergie ein Fünftel des Stroms liefern. Von Japans 33 betriebsfähigen Reaktoren sind bereits 15 wieder in Betrieb, darunter Block 6 des größten Kernkraftwerks des Landes, Kashiwazaki-Kariwa in der Präfektur Niigata.
Das explosionsartige Wachstum KI-gesteuerter Rechenzentren treibt die Nachfrage nach kohlenstoffarmem Strom weiter an. Laut Goldman Sachs Research können Kernkraft, Erdgas, erneuerbare Energien und Batterietechnologien Rechenzentren mit Strom versorgen. Große US-Technologieunternehmen haben bereits Verträge über neue Kernkraftkapazitäten unterzeichnet; der Stromverbrauch von Rechenzentren wird sich bis 2030 voraussichtlich verdoppeln. Goldman Sachs zufolge wären etwa 85–90 GW neue Kernkraftkapazität erforderlich, um den gesamten prognostizierten Anstieg des Strombedarfs von Rechenzentren bis 2030 zu decken. Jüngste Kernkraftverträge und Anzeichen für ein gestiegenes Interesse in verschiedenen Ländern deuten auf einen deutlichen Investitionsanstieg in den nächsten fünf Jahren hin.
Bei den internationalen Klimaverhandlungen 2023 einigten sich wichtige Länder darauf, die weltweite Kernkraftkapazität bis 2050 zu verdreifachen. Zu den wichtigsten Kernenergieländern zählen China, Frankreich, Indien, Russland und die USA; sie werden voraussichtlich bis 2050 fast 980 Gigawatt elektrisch (GWe) zur Gesamtkapazität beitragen. Ein Bündnis unter Führung von Unternehmen wie Google, Meta und Amazon sowie 38 Ländern hat seine Unterstützung zugesagt. Seitdem haben auch Belgien, Brasilien, China und Italien die Erklärung gebilligt. Sama Bilbao y León, Generaldirektorin der World Nuclear Association, erklärte, dass die Kernkraftkapazität das Ziel einer Verdreifachung übertreffen könne, wenn die Regierungen ihre Ziele erreichen; Regierungen und Industrie müssten Ehrgeiz in Taten umsetzen und Ergebnisse liefern.
Die Nuklearlandschaft verändert sich, doch Russland hält weiterhin Trümpfe in der Kerntechnologie. IEA-Exekutivdirektor Fatih Birol wies darauf hin, dass über 99 % der Anreicherungskapazität in vier Lieferländern konzentriert sei; Russland halte mit 40 % den größten Einzelanteil. Die hohe Konzentration von Kerntechnologie sowie Uranproduktion und -anreicherung birgt künftige Risiken und unterstreicht die Notwendigkeit einer Diversifizierung der Lieferketten. Laut IEA sind fast alle derzeit im Bau befindlichen Kernreaktoren groß, die meisten mit einer Kapazität von über 1.000 Megawatt (MW). Das Wachstum der Kernkraftkapazität in China und Indien wird voraussichtlich deutlich zunehmen; mehr als die Hälfte der erwarteten neuen Reaktoren wird in diesen beiden Ländern stehen. China betreibt zudem einen landgestützten kleinen modularen Reaktor, Russland einen schwimmenden kleinen modularen Reaktor. Laut US Geological Survey sind Kasachstan, Kanada, Namibia, Australien, Usbekistan, Russland, China und Niger die weltweit größten Uranproduzenten. Australien verfügt jedoch über die größten Uranressourcen (24 % der Welt), gefolgt von Kasachstan und Kanada mit je 11 %.
Der aktuelle World Nuclear Fuel Report stellt fest, dass die künftige Nachfrage allein durch identifizierte Versorgungsquellen nicht gedeckt werden kann. Neben der Wiederinbetriebnahme stillgelegter Minen sowie laufenden und geplanten Projekten müssen weitere neue Projekte in Produktion gehen. Erforderlich sind zudem umfangreiche Exploration, innovative Abbautechnologien, effiziente Genehmigungsverfahren und rechtzeitige Investitionen, um Ressourcen in raffiniertes Uran für die Kernbrennstoffproduktion umzuwandeln. Die weltweite Uranproduktion lag 2024 bei 60.213 Tonnen, ein Anstieg von 22 % gegenüber 2022. Die kurzfristige Produktion wird voraussichtlich das Niveau von 2016 (63.207 Tonnen Uran) übertreffen. Langfristig wird jedoch erwartet, dass die Produktion bestehender Minen zwischen 2030 und 2040 um die Hälfte zurückgeht, was zu einer großen Kluft zwischen Reaktorbedarf und Produktion führen wird. Vor einem Jahrzehnt war die Primäruranproduktion geografisch breit gestreut und umfasste viele Unternehmen; heute stammen jedoch 92 % der weltweiten Uranversorgung von den zehn größten Produzenten. Die World Nuclear Association betont, dass neue Minen in Betrieb genommen werden müssen, um die erwarteten Produktionsverluste Ende der 2030er Jahre auszugleichen, was Türen für weitere Jurisdiktionen und kleinere Akteure öffnet.
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